Проверка отключенного положения выключателя

XVII. Охрана труда при выполнении отключений в электроустановках

17.1.При подготовке рабочего места должны быть отключены:

• токоведущие части, на которых будут производиться работы;
• неогражденные токоведущие части, к которым возможно случайное приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин на расстояние, менее указанного в таблице № 1;
• цепи управления и питания приводов, закрыт воздух в системах управления коммутационными аппаратами, снят завод с пружин и грузов у приводов выключателей и разъединителей.

17.2. В электроустановках напряжением выше 1000 В с каждой стороны, с которой включением коммутационного аппарата не исключена подача напряжения на рабочее место, должен быть видимый разрыв. Видимый разрыв разрешается создавать отключением разъединителей, снятием предохранителей, отключением отделителей и выключателей нагрузки, отсоединением или снятием шин и проводов.

В случае отсутствия видимого разрыва в комплектных распределительных устройствах заводского изготовления с выкатными элементами, а также в комплектных распределительных устройствах с элегазовой изоляцией (далее — КРУЭ) напряжением 6 кВ и выше разрешается проверку отключенного положения коммутационного аппарата проверять по механическому указателю гарантированного положения контактов.
(в ред. Приказа Минтруда России от 19.02.2016 № 74н)

Силовые трансформаторы и трансформаторы напряжения, связанные с выделенным для работ участком электроустановки, должны быть отключены и схемы их разобраны также со стороны других своих обмоток для исключения возможности обратной трансформации.

При дистанционном управлении коммутационными аппаратами с рабочего места, позволяющего оперативному персоналу, осуществляющему оперативное обслуживание электроустановок, дистанционно (с монитора компьютера) осуществлять управление коммутационными аппаратами, заземляющими ножами разъединителей и определять их положение, использовать выводимые на монитор компьютера схемы электрических соединений электроустановок, электрические параметры (напряжение, ток, мощность), а также считывать поступающие аварийные и предупредительные сигналы (далее — автоматизированное рабочее место оперативного персонала (АРМ)) не допускается нахождение персонала в распределительных устройствах, в которых находятся данные коммутационные аппараты.

17.3. После отключения выключателей, разъединителей (отделителей) и выключателей нагрузки с ручным управлением необходимо визуально убедиться в их отключении и отсутствии шунтирующих перемычек.

При дистанционном управлении коммутационными аппаратами с АРМ проверка положения коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей, заземляющих ножей) производится по сигнализации АРМ. Общий контроль за состоянием коммутационных аппаратов осуществляется средствами технологического видеонаблюдения. Визуальная проверка фактического положения коммутационных аппаратов должна быть выполнена после окончания всего комплекса операций непосредственно на месте установки коммутационных аппаратов.

17.4. В электроустановках напряжением выше 1000 В для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, которыми подается напряжение к месту работы, должны быть приняты следующие меры:

• у разъединителей, отделителей, выключателей нагрузки ручные приводы в отключенном положении должны быть заперты ключом или съемной ручкой (далее — механический замок). В электроустановках напряжением 6 — 10 кВ с однополюсными разъединителями вместо механического замка допускается надевать на ножи диэлектрические колпаки;
• у разъединителей, управляемых оперативной штангой, стационарные ограждения должны быть заперты на механический замок;
• у приводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление, должны быть отключены силовые цепи и цепи управления, а у пневматических приводов, кроме того, на подводящем трубопроводе сжатого воздуха задвижка должна быть закрыта и заперта на механический замок и выпущен сжатый воздух, при этом спускные клапаны должны быть оставлены в открытом положении;
• при дистанционном управлении с АРМ, у приводов разъединителей должны быть отключены силовые цепи, ключ выбора режима работы в шкафу управления переведен в положение «местное управление», шкаф управления разъединителем заперт на механический замок;
• у грузовых и пружинных приводов включающий груз или включающие пружины должны быть приведены в нерабочее положение;
• должны быть вывешены запрещающие плакаты.

Меры по предотвращению ошибочного включения коммутационных аппаратов КРУ с выкатными тележками должны быть приняты в соответствии с требованиями, предусмотренными пунктами 29.1, 29.2 Правил.

17.5. В электроустановках напряжением до 1000 В со всех токоведущих частей, на которых будет проводиться работа, напряжение должно быть снято отключением коммутационных аппаратов с ручным приводом, а при наличии в схеме предохранителей — снятием последних. При отсутствии в схеме предохранителей предотвращение ошибочного включения коммутационных аппаратов должно быть обеспечено такими мерами, как запирание рукояток или дверец шкафа управления, закрытие кнопок, установка между контактами коммутационного аппарата изолирующих накладок. При снятии напряжения коммутационным аппаратом с дистанционным управлением необходимо разомкнуть вторичную цепь включающей катушки.

Перечисленные меры могут быть заменены расшиновкой или отсоединением кабеля, проводов от коммутационного аппарата либо от оборудования, на котором должны проводиться работы.

Необходимо вывесить запрещающие плакаты.

17.6. Отключенное положение коммутационных аппаратов напряжением до 1000 В с недоступными для осмотра контактами определяется проверкой отсутствия напряжения на их зажимах либо на отходящих шинах, проводах или зажимах оборудования, включаемого этими коммутационными аппаратами. Проверку отсутствия напряжения в комплектных распределительных устройствах заводского изготовления допускается производить с использованием встроенных стационарных указателей напряжения.

Данная публикация не является официальным изданием, поэтому здесь допускаются некоторые вольности в оформлении, которые позволяют облегчить чтение, но никак не изменяют официальный текст. Например:

• списки оформляются в читаемом виде, а не в виде последовательности абзацев, сливающихся с остальным текстом;
• некоторые ключевые фразы в тексте выделяются полужирным шрифтом;
• и тому подобное.

• Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок (ПОТЭУ) от 24.07.2013 с изменениями от 15.11.2018

Проект РЗА

Сайт о релейной защите и цифровых технологиях в энергетике

Защита электромагнитов привода выключателя

В прошлой статье мы поговорили о реле РПО и РПВ, в этой давайте остановимся еще на одной смежной теме — защита электромагнитов привода выключателя от длительного протекания токов.

Для начала определимся зачем их защищать?

Электромагниты (соленоиды) привода выключателя рассчитаны на кратковременную работу. В соответствии с ГОСТ 52565-2006 (п.6.3.2.) время работы любого электромагнита под напряжением 1,1*Uном. должно быть не менее 10-15 с (для различных условий разные времена). После этого он имеет полное право сгореть, что скорее всего и произойдет, если цепь управления не будет обесточена.

Зачем делать электромагниты привода на малое время работы?

Дело в том, что эти элементы должны обеспечивать быструю механическую операцию — освобождение защелки пружины. На эту операцию нужно определенное усилие, которое создается за счет «форсировки» электромагнита повышенным током. Другими словами сопротивление электромагнита специально делают меньше нормального для данного класса напряжения, чтобы создать повышенную мощность в первый момент. При этом начинает протекать повышенный ток, который электромагнит способен выдерживать только кратковременно. Если ток протекает длительное время, то электромагниту становится плохо.

Это решение абсолютно оправдано потому, что операция отключения и включения (для пружинных приводов) производится за короткое время. Например, для выключателя ВВУ-СЭЩ-П-10 собственное время включения составляет 0,05 с, а отключения — 0,03 с.

При нормальных условия ток в цепи управления рвется соответствующим блок-контактом. Например, для Рис.1 операция отключения происходит следующим образом:

Рис. 1 Схема управления пружинным приводом (с сайта www.electroshield.ru)

• Контакт реле КСТ (реле команды отключить) подает напряжение на электромагнит отключения YAT. В цепи отключения начинает протекать ток, величина которого зависит от типа электромагнита. Обычно это 1, 2,5 или 5 А.
• Электромагнит YAT под действием данного тока создает усилие, которое обеспечивает срыв защелки пружины отключения. Пружина разряжается и отключает выключатель
• Блок-контакт Q1(13-14) меняет свое положение на противоположное (разомкнутое) и обесточивает цепь отключения, снимая напряжение с электромагнита. Контакт реле KСТ возвращается в исходное положение (разомкнутое) после возврата защиты присоединения (так как выключатель отключил КЗ)

Операция включения производится аналогично.

Однако, если по какой-то причине блок-контакт Q1 не разорвал цепь управления, ток через электромагнит продолжит протекать и приведет к его повреждению.

Причины могут быть разные, например, заклинивание механической части привода или проворот блок-контакта на валу привода. В любом случае это приведет к печальным результатам.

Почему нельзя отключить ток электромагнита контактом реле KСТ?

Потому, что обычно цепи управления выполняются на постоянном оперативном токе. Контакты обычного реле просто не способны разорвать постоянный ток даже величиной в 1 А, про 2,5 и 5 А нечего и говорить.

Кстати, в том числе и по этой причине устанавливают промежуточные реле между терминалом и приводом выключателя, а сам терминал снабжают специальным алгоритмом удержания команды управления до подтверждения ее исполнения (через фиксацию РПВ/РПО или контроль тока/напряжения на соответствующей цепи).

Рис.2 Алгоритм удержания реле Отключить до прихода РПО в блоке БМРЗ-152-КСЗ (с сайта www.mtrele.ru)

Как защитить электромагниты при нештатной операции управления?

Существует 2 способа.

1-ый способ. Воздействие на автомат защиты цепей управления

Автомат SF1 рассчитан на отключение токов КЗ в сети постоянного тока и, конечно, он сможет разорвать номинальный ток цепи управления, если на него подать соответствующую команду отключения.

Для этого, во-первых, сам автомат должен иметь независимый расцепитель. Во-вторых, терминал РЗА должен уметь определять режим нештатной ситуации и отдавать эту команду на автомат (через независимый расцепитель)

Рис.3 Воздействие защиты электромагнитов выключателя на автомат питания цепей привода

Для контроля длительности протекания тока через электромагнит можно использовать 2 принципа:

— контроль тока при помощи токового реле, которое замыкает свой контакт всякий раз, когда ток появляется и размыкает, когда ток исчезает. Этот контакт можно завести на дискретный вход терминала управления выключателем, а в логической части установить таймер, например 3 с. По истечению этого времени, если сигнал на дискретном входе не исчез, терминал замыкает свое выходное реле и выдает команду на отключение цепей привода, через автомат SF1

Рис.4 Защита электромагнитов при помощи токовых реле в цепях привода

Количество токовых реле равно количеству электромагнитов выключателя. Для выключателей 110 кВ и выше, где обычно применяется эта защита, таких реле нужно установить три (для ЭВ, ЭО1, ЭО2).

Для унификации решений по различным типам приводов (например, при разработке типовых шкафов РЗА) можно использовать настраиваемое реле ABB CM-SRS.12, с регулировкой тока

Рис.5 Реле фиксации тока пр-ва АВВ

— второй способ состоит в измерении падения напряжения на специальном шунте/наборе шунтов

При этом во всех цепях управления устанавливаются низкоомные резисторы, которые создают небольшое падение напряжения, при протекании рабочего тока электромагнита. Это падение и фиксирует специальный дискретный вход терминала, запуская алгоритм защиты электромагнита, аналогичный описанному выше (с токовыми реле).

Впервые такой способ фиксации тока, если я не ошибаюсь, был применен в терминалах производства НПП ЭКРА. Правда, в настоящее время ЭКРА использует другой способ, аналогичный токовым реле (через специальный блок контроля тока)

В терминалах БМРЗ производства НТЦ «Механотроника», аналогичные дискретные входы, позволяют, в том числе, записывать напряжение на резисторе при коммутации выключателя, как любой другой аналоговый сигнал. Это напряжение может быть использовано как дополнительный фактор для анализа состояния электромагнитов (величина напряжения, длительность, фронт и т.д.) при составления плана ремонта оборудования

Рис.6 Контроль тока через ЭО при помощи спец. дискретного входа в блоке БМРЗ-ТР пр-ва НТЦ «Механотроника»

2-ой способ. Установка мощных контакторов постоянного тока

Этот способ часто применялся в шкафах пр-ва АББ Автоматизация.

Его суть состоит в том, что команда на включение/отключение выключателя выдается в импульсном режиме, т.е. терминал РЗА не ждет подтверждения операции, а возвращает выходной контакт в разомкнутое состояние через определенное время (например, 1 с)

Чтобы при этом не произошло повреждение контактов этого реле, например при заклинивании привода, действие выполняется через контактор постоянного тока.

Для увеличения коммутационной способности несколько контактов этого контактора включаются последовательно. С одной стороны это упрощает логику работы АУВ (не требуется подтверждение операции), но с другой стороны снижает надежность схемы управления (несколько последовательных контактов).

В современных проектах такой способ применяется редко.

Рис.7 Использование контактора постоянного тока для защиты электромагнитов выключателя

Еще одним вариантом 2-го способа, исключающего большое кол-во контактов, мог бы стать применение мощного бесконтактного реле. При этом становится возможным рвать постоянный ток электромагнита без перенапряжения. Однако, твердотельные реле не получили пока широкого распространения в релейной защите, по крайней мере в ответственных цепях.

Почему именно — сказать сложно. Возможно из-за достаточно консервативного подхода в энергетике. Возможно из-за того, что мало кто хочет иметь а цепях управления силовым выключателем вместо разрыва (механический контакт) полупроводник (по-сути транзистор). Может мешают вопросы стоимости таких реле и тепловыделения…

Так или иначе, в настоящее время в основном применяется первый способ организации защиты электромагнитов привода от длительного протекания токов.

А применяете ли вы данную защиту в своих проектах?

ЧИТАТЬ КНИГУ ОНЛАЙН: Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств

НАСТРОЙКИ.

СОДЕРЖАНИЕ.

СОДЕРЖАНИЕ

• 1
• 2
• 3
• 4
• » .
• 89

Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств

Состояние отечественной электроэнергетики в последние 15 лет характеризуется стремительным ростом количества и мощности потребителей электроэнергии, который значительно опережает замедленное развитие генерирующего оборудования и электрических сетей.

В условиях нехватки генерирующих мощностей, наличия изношенного оборудования электростанций и подстанций, плачевного состояния магистральных и распределительных электросетей электросетевые компании фактически ведут борьбу за выживание. В ряде случаев объекты электросетевого хозяйства просто становятся бесхозными (например, в зоне ответственности ОАО «МРСК Северо-Запада» в 2009 г. выявлено 1656 таких объектов — воздушных и кабельных линий электропередачи 0,4 и 10 кВ, а также комплектных трансформаторных подстанций). Необходимого запаса в 10–15 % мощностей для устойчивой работы энергосистем уже нет, а существующий минимальный резерв может быть исчерпан в ближайшие годы («Энергетика и промышленность России». 2006. № 6, 2009. № 19).

В период экстенсивного развития электрических сетей, начатого в 60-е годы прошлого века, главное внимание уделялось упрощенным решениям, таким как ввод однотрансформаторных подстанций, организация их одностороннего питания, сооружение ВЛ на механически непрочных деревянных опорах, применение упрощенных и ненадежных механических устройств релейной защиты и автоматики и т. д. В результате в 80-е годы была достигнута высокая плотность электрических сетей с упрощенными, недостаточно надежными элементами и экономически все менее эффективными и морально устаревшими основными фондами.

С другой стороны, если ранее (до создания РАО «ЕЭС России») при проектировании электрических сетей и решении вопросов надежности и экономичности их работы за основу брались технические данные об установленной (трансформаторной) мощности и единовременных нагрузках источников и приемников электроэнергии, длине линии электропередачи, объемах и потерях вырабатываемой и потребляемой электроэнергии, износе оборудования и т. п., то в период деятельности холдинга основными факторами стали размеры инвестиционных вливаний в энергетику, биржевые котировки акций энергопредприятий и другие чисто коммерческие показатели.

В настоящее время стало очевидным, что такой подход к решению проблем в электроэнергетической отрасли не только себя не оправдал, но, помимо все большего износа энергетического оборудования, привел к широкомасштабным авариям, массовым хищениям электроэнергии, введению несуразно большой платы за технологическое присоединение к электрическим сетям и к ряду других негативных явлений.

Чем больше потребителей электрической энергии подключаются к сетям энергоснабжающих организаций, тем больше увеличивается дефицит мощности генерирующего оборудования. В условиях такого дефицита мощности присоединение потребителей к электросетям возможно только при строительстве новых или модернизации существующих генерирующих источников. Для этого нужны огромные средства. Поэтому с целью ликвидации дефицита мощности для потребителей электрической энергии была введена непомерно высокая плата за подключение к электросетям. Это, в свою очередь, вызвало масштабный рост хищений электроэнергии и, соответственно, привело к очередному витку увеличения дефицита мощности из-за неучтенных нагрузок.

Высокий физический и моральный износ электрооборудования, отсутствие новых научно- исследовательских и конструкторских разработок в области оборудования электростанций, подстанций и электрических сетей, в том числе средств релейной защиты, автоматики и микропроцессорной техники вызывают справедливые нарекания со стороны обслуживающего оперативного и оперативно-ремонтного персонала энергетических предприятий.

В этих условиях особую роль приобретают вопросы улучшения организации и повышения качества технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования, которым и посвящена настоящая книга.

Большой вклад в систематизацию вопросов эксплуатации оборудования электрических подстанций внесли ведущие отечественные специалисты в этой области А. А. Филатов, А. В. Белецкий и другие.

Книги А. А. Филатова [21–24] до сих пор являются настольным учебно-производственным пособием для оперативного и оперативно-ремонтного персонала подстанций и распределительных устройств высокого напряжения. Именно поэтому при формировании структуры и содержания данной книги использованы материалы указанных выше трудов А. А. Филатова. Вместе с тем, с учетом требований новых и переработанных нормативно-технических документов в области технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования, выпущенных в последние годы (в частности, правил технической эксплуатации, правил устройства электроустановок и др.), в книгу включен обширный дополнительный материал, составивший ряд новых глав и разделов.

Книга состоит из введения, тринадцати глав, перечня принятых сокращений и списка литературы.

В главе 1 приведены общие требования к организации работ по техническому обслуживанию электрических подстанций и распределительных устройств; рассмотрены структура и система организации электроэнергетической отрасли, структура оперативно-диспетчерского управления; дана классификация понятий и описана нормативно-техническая документация по эксплуатации электрических подстанций и распределительных устройств.

Глава 2 посвящена собственно вопросам эксплуатации оборудования подстанций, главным образом, силовых трансформаторов и автотрансформаторов.

В главах 3–8 рассмотрены особенности технического обслуживания синхронных компенсаторов, масляных и воздушных выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, конденсаторов связи, разрядников, ограничителей перенапряжения, реакторов и кабелей, элементов распределительных устройств, цепей оперативного тока и устройств релейной защиты и автоматики.

В главе 9 описаны методы и порядок выполнения фазировки в электрических сетях.

В главе 10 изложены порядок и последовательность выполнения оперативных переключений на подстанциях.

Глава 11 посвящена вопросам предупреждения и устранения аварийных ситуаций в электрических сетях, порядку организации работ при ликвидации аварий, анализу причин возникновения аварийных ситуаций, а также действиям персонала при аварийном отключении оборудования подстанций и электрических сетей.

В главе 12 дан перечень необходимой оперативной документации.

В главе 13 изложены принципы организации работы с персоналом энергетических предприятий, регламентированные действующими правилами и нормами.

Книга адресована административно-техническому, оперативному и оперативно-ремонтному персоналу энергетических предприятий, связанному с организацией и выполнением работ по техническому обслуживанию, ремонту, наладке и испытанию оборудования электрических подстанций и распределительных устройств.

Глава 1. Общие требования к организации работ по техническому обслуживанию электрических подстанций и распределительных устройств

1.1. Структура электроэнергетической отрасли

Ликвидация аварий в сети 6-10 кВ рабочие моменты

Итак, хотя о методах отыскания места повреждения на ВЛ 6-10 кВ написано очень много, как во всевозможных книгах, так и на просторах интернета, я попробую выделить главное.

Ликвидация аварии в сетях с изолированной нейтралью (распределительные сети 6-10 кВ).

Вступление.
При появлении признака аварии в распределительных сетях, оперативный персонал, находящийся на смене, должен руководствоваться не только инструкциями по ликвидации аварии или нештатной ситуации, но и личными знаниями о работе распределительного комплекса сети, работе релейной защиты, правилами по переключениям и так далее. Поэтому подготовка оперативного руководителя оперативно-диспетчерской группы (далее диспетчер ОДГ) весьма трудоемкий и ответственный процесс. Подготовка диспетчера может длиться до одного года. За это время кандидат изучает инструкции по оборудованию, которое установлено на подстанциях, схему сети и топологию сети, кольцующиеся фидера, наличие и расстановку секционирующих ячеек или секционирующих разъединителей, пропускную способность ВЛ, карты уставок РЗА, информацию о замерах в летний и зимний режимные дни, правильное применение средств защиты от поражения электрическим током и так далее. То есть все то, чем ему, в последствии, придется руководить и от его умения зависит быстрота принятий тех или иных решений, направленных на скорейшую ликвидацию нарушения энергоснабжения потребителей. Поэтому неплохо если кандидат в диспетчера для начала поработает электромонтером в оперативно-выездной бригаде (ОВБ).

Возникающие трудности.
Ни для кого не секрет что энергетика Российской Федерации сейчас переживает не самые лучшие времена. Хотя в последнее время и увеличился объем установки новейшего оборудования – это все равно «капля в море». Бюрократия, знаете вещь такая.
Итак, рассмотрим трудности.
1)Устаревшее оборудование. Как уже сказано, бюрократия тормозит закупки нового оборудования. Труды на создание многолетних планов ремонта или замены оборудования, которые проходят многоступенчатую процедуру утверждения порой сходят на нет. Так подав заявку на приобретение вакуумного выключателя, с заменой релейной части на микропроцессорную, последнюю могут завернуть. Так как перенаправление средств на более важную задачу, в планах есть полная замена релейной части уже все подстанции и так далее. Причин может быть множество, но как часто бывает, вакуумный выключатель привезли, а релейная часть остается на старых и добрых реле. Очень хочется верить, что перенаправленные средства действительно пошли на нужное дело, а не тек что бы – ой, не получилось.
2)Трассировка ВЛ. Как правило, ВЛ построены еще в 60 годах. За это время появилось множество населенных пунктов, всяких СНТ, ДПК и им подобным, и трасса ВЛ может проходить так интересно, учитывая появившиеся отпайки, что и на схеме трудно понять. А если принять еще и карту местности, то получается, что две секционирующие ячейки стоят, согласно схеме, в десяти пролетах друг от друга, а проехать от одной к другой – надо давать круг, километров пять, потому что между ними к примеру река и моста или брода нет. Конечно, это довольно трудный вопрос, но все же не стоит сбрасывать со счетов.
3)Квалификация персонала. Про диспетчеров ОДГ я уже написал во вступлении, остался оперативный персонал ОВБ. Оперативный персонал ОВБ – это глаза и руки диспетчера ОДГ. После грамотного осмотра персоналом ОВБ диспетчер ОДГ всегда примет правильное решение. Так же существующий взаимоконтроль операций гарантированно уменьшает вероятность ошибок. Кстати во много раз сокращается время поиска места повреждения, если оперативный персонал ОВБ грамотный, имеет навыки работы с инструментом, знание трассы ВЛ, узкие места, принципы работы оборудования и так далее.
4)Коммутационные аппараты. Точнее их отсутствие. Встречаются ВЛ 6-10 кВ длинною более 30 км, а по магистральному проводу и делить то нечем. Чем локализовать участок ВЛ? Снятием шлейфов на ВЛ где ни будь посередине? А ели опоры не подъемные – вызывай вышку? А это как всегда время.
5)Потребительские ТП (КТП, СТП и так далее). Законодательно, разрешено потребителю, как юридическому, так и физическому лицу ставить собственные КТП. При этом Все знают о правах и банально забывают об ответственности. Не буду разбирать ПТЭ ЭП и федеральные законы, скажу просто, с потребителем надо работать плотно. Доходит до того, что КТП есть, а обслуживающего персонала нет и так далее. В моем понимании если со стороны потребителя произошло нарушение ПТЭ ЭП или действующих Федеральных законов, то их надо отключать с обязательным направлением жалоб в Ростехнадзор и к Гарантирующему поставщику электрической энергии.

Межфазное короткое замыкание. При межфазном коротком замыкании выключатель (В) на подстанции (питающий центр) отключается от действия защит.
Здесь реализованы простейшие защиты –это максимальная токовая защита (МТЗ), и токовая отсечка (ТО).
Как всем понятно МТЗ отстраивается от тока короткого замыкания в конце линии, выполняется с выдержкой по времени и защищает всю длину ВЛ, а ТО выполняется от максимального тока короткого замыкания защищаемого участка, как правило, не более 20% от длины ВЛ, выдержка по времени отсутствует.
При межфазном коротком замыкании поиск повреждения более понятен, так как все уже случилось.
Рассмотрим рисунок 1 (Здесь питающий центр среднестатистическая подстанция, блочного типа, релейная часть на аналоговых реле)).

Действия диспетчера ОДГ
1) Получить сообщение от дежурного персонала подстанции об отключении ВВ (необходимо зафиксировать время прибытия) дать команду: -произвести осмотр оборудования подстанции (здесь ОБЯЗАТЕЛЬНО пометить от какой защиты отключен ВВ, если стоит масляный выключатель, то проверить наличие масла в масломерном стекле и его состояние (черным оно быть не должно), опять же если это масляный выключатель, то необходимо уточнить у персонала подстанции количество аварийных отключений).
2) Далее после того как диспетчеру ОДГ доложит персонал подстанции, что произведен осмотр, замечаний нет, масло в норме (если масляный выключатель, нам повезло у нас вакуумный), необходимо пробовать РПВ. Да именно РПВ, так как опробование РПВ прописывается в инструкциях по ликвидации нарушений нормального режима работы сети.
3) РПВ неуспешное. Диспетчер ОДГ направляет бригаду ОВБ РЭС к ЛР 2. Почему к ЛР 2? Объясняю, если при отключении ЛР 1 РПВ будет неуспешно, то необходимо будет двигаться к ЛР 2 или ЛР ДПК, при этом ЛР 1 придется включить, и если повреждение будет на участке между ЛР 1 и ЛР 2, то придется ехать опять к ЛР 1, чтобы его отключить. Это необходимо для того чтобы частично запитать потребителей головного участка. Но все это опять же носит рекомендательный характер. Топология местности, пути подъезда, удаленность от базы. То есть это все должен проанализировать персонал дающий команду – диспетчер ОДГ.
4) Также необходимо связаться с потребителем ДПК. В идеале у них есть свой персонал (наемный – не важно), который может отключить ЛР ДПК. Как вариант, если есть трудности при работе с потребителями, то необходимо прописывать в эксплуатационном соглашении возможность однократной операции с ЛР (или СД) при ликвидации аварии, либо подписывать некое соглашение о взаимоотношениях, с указанием возможности операций с ЛР. По мне так первый вариант более реален. Самый отвратительный вариант –это никого нет и ЛР ДПК за забором. Здесь однозначно искать хозяев. Правда тут можно схитрить, срезать шлейфа (но если конечно повреждение ТОЧНО у ДПК) и ждать когда сами позвонят. При этом необходимо собрать полную информацию о времени и предполагаемом месте повреждения и приготовиться к защите.
5) После прибытия бригады ОВБ РЭС – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Отключить ЛР 2, проверить его отключенное положение.
6) Персоналу подстанции дать команду опробовать РПВ. Неуспешно.
7) Персоналу ОВБ дать команду – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Включить ЛР 2, проверить его включенное положение. Выдвинуться к ЛР ДПК.
8) После прибытия бригады ОВБ РЭС – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Отключить ЛР ДПК, проверить его отключенное положение. (данная операция должна быть прописана в подписанном обеими сторонами в эксплуатационном соглашении)
9) Персоналу подстанции дать команду опробовать РПВ. Неуспешно.
10) Персоналу ОВБ дать команду – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Включить ЛР ДПК, проверить его включенное положение. Выдвинуться к ЛР 1.
11) После прибытия бригады ОВБ РЭС – осмотреть опорно-стержневую изоляцию, контактную систему, привод, и саму раму привода. Отключить ЛР 1, проверить его отключенное положение.
12) Персоналу подстанции дать команду опробовать РПВ. Успешно. Так, получается участок повреждения локализован. Это между ЛР 1 и ЛР 2. Теперь получив разрешение от диспетчера ОДГ – необходимо выполнить обход/осмотр ВЛ, без права производства работ.
Далее уже понятно, что когда найдут повреждение, готовится рабочее место, согласно наряда на производство работ, согласно Правил охраны труда при работах в действующих электроустановках.
Что бы к примеру сократить время ликвидации нарушений нормально режима работы сети, то необходимо вместо ЛР 1 и ЛР 2 поставить секционирующие выключатели (реклоузеры), к ним также поставить индикаторы короткого замыкания, и всю это информацию вывести на дисплей диспетчера ОДГ РЭС, с возможностью телеуправления. По потребителю ДПК, то им необходимо еще при подключении к сетям прописывать в технических условиях необходимость установки реклоузера и уставки по защите и ее селективности.
Рассмотрим рисунок 2. Вот так должна быть выглядеть схема ВЛ 6-10 после реконструкции.

Еще лучше если у нас не радиальные, а кольцующие сети. Здесь намного все упрощается. Всегда есть резерв. Повреждение в «голове» – запитали «хвост» и наоборот. Только не всегда, конечно, закольцовки удобны. Всегда больной вопрос: «А почему именно здесь стоит секционирующая ячейка?» Вот поэтому я и предлагаю проводить анализ кольцующихся фидеров, места нормальных разрывов должны быть понятны, удобны. Что ж, если для этого требуется перенос ячейки, то давайте, сделаем. Если все мероприятия, которые направлены на надежность электроснабжения, то я всегда за. В конечном итоге это наш спокойный вечер в кругу семьи.

Однофазное короткое замыкание на «землю» («земля»). Это самое неудобное и тяжелое повреждение. Рассмотрим несколько ключевых моментов.
1) При однофазном коротком замыкании ВЛ 6-10 не отключиться (есть конечно возможность реализовать земляную защиту, и она реализуется в принципе если есть угроза сильного возгорания (торфяники к примеру), но почему то, может из-за экономии она практически не ставиться). А это значит: провод лежит на земле, есть угроза попадания под шаговое напряжение людей, животных. Также в месте повреждения «горит» дуга и это все может перерасти в межфазное короткое замыкание с большим ущербом. Прохождение однофазного тока короткого замыкания на «землю» через тело опоры – повреждение опоры. Повреждение самого трансформатора (ТН) на подстанции.
2) Соответственно, при таком режиме переключаться разъединителями нельзя. Необходимы кратковременные отключения всей ВЛ, при отыскании поврежденного участка. Это опять же говорит в пользу «реклоузеров».
3) Трудность отыскания места повреждения. Небольшая трещина опорного изолятора с земли может быть и не заметна.
4) Перекосы в сети 0,4 кВ, а если стоит трансформатор Y-Y, то и отсутствие одной фазы. Все это, безусловно, отразиться на потребителях.
При поступлении сообщения о дежурного подстанции, что появилась «земля» на СШ 6-10 кВ, необходимо сразу запросить данные с киловольтметра. К примеру, если у Вас фазные напряжения А-0=0 кВ, В-0=5,5 кВ, С-0=5,5 кВ – это говорит о повреждении ТН (одна из самых простых причин, которую может устранить дежурный подстанции, так это замена высоковольтной вставки на фазе А).
И так у нас «земля». Фазное напряжение А-0=0 кВ, В-0=10 кВ, С-0=10 кВ.
Следовательно, надо в кратчайшие сроки определить место повреждение. На ВЛ 6-10 кВ или на СШ 6-10 кВ. Естественно, тут необходимо кратковременное поочередное отключение фидеров (если у Вас конечно не цифровой терминал). Стоит отменить, что если кратковременное поочередное отключение не помогло, то необходимо отключить все фидера запитанные от секции, не стоит забывать об одноименном однофазном коротком замыкании на «землю». Да, случается и такое. Отключив ВСЕ выключатели отходящих ВЛ –делаем контроль изоляции СШ. Прекос пропал – хорошо. Тогда начинаем включать ВВ обратно по одному, каждые раз проверяя контроль изоляции СШ 6-10 кВ. Кстати, если у Вас трансформатор напряжения 6-10 кВ на подстанции НТМИ, будьте осторожны, на холостой секции он всегда даст перекос по напряжению. Варианта два по одному включать фидера или, если в наличии вторая СШ 6-10 кВ (без «земли») то можно их объединить чере секционный выключатель и проверить контроль изоляции на втором ТН.
После определения фидера с однофазным замыкание на «землю» (рисунок 1) необходимо отправить бригаду ОВБ РЭС на поиски и устранение места повреждения. ОБЯЗАТЬЛЬНО проинформировав , что в линии «земля» и все команды по отключении или включению ЛР давать после уведомления бригады ОВБ РЭС, что напряжение снято, выключатель отключен и приняты меры исключающие его ошибочное или самопроизвольное включение.
Первым делом, опять же стоит локализовать участок, находящийся на повреждении. То есть оперировать, при отключенном ВВ, ЛР 1. Если «земля», после отключения ЛР 1 пропала, то уже становиться ясно, что повреждение за ним. Снова отключаем ВВ, включаем ЛР 1, и даем команду бригаде ОВБ РЭС выдвинуться к опоре от которой отходит отпайка на ДПК. Как только бригада подъедет к месту, включить ВВ (ОБЯЗАТЕЛЬНО предупредив об этом персонал ОВБ) и уже с помощью КВАНТА, ПОИСКА и им подобным определить в какую сторону «течет» ток. Как только будет понятно направление тока (или его отсутствие), начинаем действовать. Не буду рассматривать повреждение за ЛР 2 или ЛР ДПК (тут уже понятно). Рассмотрим повреждениие «за спиной». Итак, тока нет, значит, повреждение в строну ЛР 1. Тут несколько вариантов. Либо при отключеной ВЛ начинаем проводить осмотр данного участка, либо едем к ЛР 1, отключаем ВВ, отключаем ЛР 1, включаем ВВ, и проводим осмотр участка от ЛР 1 до отпайки на ДПК. Второй вариант более приемлем, так как мы частично запитали потребителей и имеем положительную динамику устранения места повреждения.

Главное. Не забывайте о правилах по охране труда при работах в электроустановках, правил переключений, ПТЭ ЭС, ПУЭ.